火电厂600MW机组节能优化汇.doc

【摘要】 华电包头公司积极响应国家节能减排政策，加大节能挖潜力度，通过对系统的设计、安装情况，进行研究，试验，终于成功的摸索出一套机组节能优化方案，获得了很好的节能效果，为公司创建“华电星级企业”打下了坚实的基础。 2. 锅炉点火前，利用深井水或另一台机组循环水代替开式水泵、循环水泵，作为锅炉上水阶段转机冷却水。 华电包头公司在机组设计安装阶段，为了防止夏季循环水温太高造成闭式水温也高，在A闭式冷却器冷却水门后加装一路深井水，作为夏季降低闭式冷却水的备用水源。于是对系统分析研究后，在锅炉上水打压阶段或机组启动阶段，投入该路冷却水降低闭式水温度或将相邻运行机组循环水联络运行，引入该机组循环水系统，关闭凝汽器进水侧2个入口门，循环水直接通过开式水泵后，进入闭式水冷却器，作为冷却水源，回水直接进入该机水塔，通过水塔联络门，进入相邻运行机组水塔。该节能项目实施后，在锅炉水压试验或机组启动阶段，不启动或推迟开式水泵、循环水泵启动。 节能效果：锅炉一次汽、二次汽打水压启动一次时间6小时，每小时节约3185KW，共节约厂用电19110度;机组冷态启动一次时间10小时，每小时节约3185KW，共节约厂用电31850度。 3. 无电动给水泵锅炉冷态启动上水 该方案分两个阶段完成，第一阶段，在锅炉启动上水初期至汽包压力至0.6MPa，利用一台汽泵的前置泵代替电动给水泵锅炉上水;第二阶段，在主机抽真空后，利用小汽动给水泵的备用汽源辅汽，冲转汽动给水泵，暖机，在汽包压力0.6MPa后，和单独运行的汽前泵并泵，随后停运该汽前泵，保持该台汽动给水泵组运行;在主机负荷100MW左右时,另一台小汽动给水泵用四段抽汽冲转，在主机负荷240MW左右时，该台小汽动给水泵与前一台汽动给水泵并泵接待负荷;在主机负荷360MW以上且机组运行稳定时，第一台投运的小机汽源由辅汽切换为四段抽汽，保证了机组启动过程中，电动给水泵一直处于备用状态，节电效果显著。由于该方案在机组停机时，可用辅汽带一台汽动给水泵，电动给水泵也一直可备用 节电效果：机组冷态启动一次，可节约厂用电10万度，停运一次可节约厂用电0.6万度。 4. 凝结水泵电机工频改变频，节约厂用电 华电包头公司两台600MW机组均为调峰机组，AGC控制，负荷一般在350MW--600MW之间调整。低负荷时，一方面造成凝结水压力偏高，凝结水管道及除氧器上水调门振动大、系统噪音大，除氧器上水调门线性变差，出现除氧器调门大幅波动使除氧器上水流量和除氧器水位大幅波动，威胁机组安全;另一方面凝结水系统节流损失大，电能损耗大，凝结水泵效率低，经济性差。2008年5月份，对#1、2机凝结水泵电机进行变频改造。变频器采用“一拖二”的改造方式，即A、B凝结水泵共用一台变频器。机组运行中采用变频凝结水泵运行、工频凝结水泵备用的方式。当凝结水泵变频运行时，除氧器上水调门保持手动全开状态，利用变频器自动调节凝结水泵转速控制除氧器水位;当工频凝结水泵运行时，原方式不变，采用除氧器上水调门自动或手动控制除氧器水位。 节能效果：不但解决了凝结水系统低负荷压力过高，管道振动现象，而且，节约厂用电率0.12%。 5. 循环水泵电机改造为高、低速，节电效果显著 由于包头地区每年10月15日至第二年4月15日为采暖期，环境温度较低且时间长达6个月，在冬季单机单台循环水泵运行方式下，真空最低83 kpa,最高89.6kpa, 造成凝汽器入口循环水温偏低，水塔结冰严重，两台机组循环水泵电耗达到厂用电1.3%。2009年9月分别对#1、2机的#2和#4循环水泵电机改造，由原来的16级改造为18级，功率由原来的3000KW降为2100KW，后投入运行正常。 节能效果：改造后，循环水泵运行稳定，全年节约电量889.862803 万kWh、节约资金253.5219126万元。 6. 主、再热蒸汽管道疏水及高、低加疏水改造及优化 由于主、再热蒸汽管道疏水气控门、高低加危机疏水气控门不严内漏，造成凝汽器热负荷增加，机组真空降低，经济性变差;另外，#7、8低加在负荷小于420MW时，正常疏水管道有气阻，造成疏水不畅，危机疏水调门全开，也造成凝汽器热负荷增加，机组真空降低。对此，对主再热蒸汽管道及高、低加危机疏水门门头进行研磨，调整最低限位;对#5、6低加正常疏水管道弯头 进行技改，减少管道弯头，重新布置疏水管道，减少系统阻力;并关闭主再热蒸汽管道疏水气控门前手动门。 节能效果：通过此项阀门治理、系统技改优化，不但降低了凝汽器热负荷，而且凝汽器真空提高0.5kpa，#1、2机组煤耗下降1.25g/kwh，机组经济性增加。 7. 利用大修机会，对主机汽封进行改造，提高机组经济性 华电包头公司#1、2机组于2006年10月11月相继投产，但机组热耗率超过设计值08年4月和09年2